2020年11月28日，南都電源發(fā)布公告，擬出售“基于云數(shù)據(jù)管理平臺的分布式能源網(wǎng)絡建設一期項目”中合計 58MWh 儲能電站項目資產，交易金額為含稅8292萬元。隨著工商業(yè)電價連續(xù)下降，南都電源用戶側儲能靠“峰谷套利”這一模式難以為繼。從2019年開始，南都電源對“投資+運營”的這種重資產模式按下了暫停鍵，逐漸向電站出售、共建等方式轉變。如何實現(xiàn)用戶側儲能盈利再次成為市場關注重點。

收益不及預期，南都電源轉讓58MWh用戶側儲能電站

2020年11月28日，南都電源發(fā)布公告，擬出售“基于云數(shù)據(jù)管理平臺的分布式能源網(wǎng)絡建設一期項目”中合計 58MWh 儲能電站項目資產，交易金額為含稅8292萬元。

具體涉及項目如下：


上述三個儲能電站分別于2017年12月-2018年6月陸續(xù)投入使用，合計投資額為7770.07萬元，截止2020年9月30 日，已計提折舊 614.52 萬元，賬面凈值合計為 7155.56 萬元，預計本次資產出售事項將產生收益約人民幣182.49萬元。

但從收益來看，這與南都電源當初募資時宣稱的目標相去甚遠。2015年南都電源共募資24.5億元，5億元用于開展儲能“投資+運營”，其中投資1億元用于云數(shù)據(jù)管理平臺開發(fā)，3.9億元用于在全國建設總容量為390MWh的分布式新能源網(wǎng)絡及平臺建設，另外1000萬元用于鋪底流動資金。

根據(jù)南都電源當時的測算，該項目投資財務內部收益率（所得稅后）為8.40%。

2015年南都電源在儲能領域率先推出“投資+運營”的商用模式，為工業(yè)用戶提供削峰填谷等節(jié)能解決方案，實現(xiàn)在沒有補貼情況下的商業(yè)化應用。但隨著工商業(yè)電價連續(xù)下降，南都電源用戶側儲能靠“峰谷套利”這一模式難以為繼。從2019年開始，南都電源對“投資+運營”的這種重資產模式按下了暫停鍵，逐漸向電站出售、共建等方式轉變。

2020年國內用戶側儲能潛在需求規(guī)模高達970GWh

據(jù)國家能源局統(tǒng)計，2020年1-10月，全國累計用電量60306億千瓦時，同比增長1.8%，預計2010年全年總用電量約72650億千瓦時，其中工業(yè)用電量約48082億千瓦時。

圖1:2015-2020年全國用電量統(tǒng)計（億千瓦時）


我們假設20%的企業(yè)安裝儲能系統(tǒng)，同時考慮部分煤炭、冶金、化工等行業(yè)具有連續(xù)生產特點，預估工業(yè)高峰段用電占比為30%，按照工廠全年工作時間300天測算，那么全國2020年工業(yè)用戶所需電池儲能潛在規(guī)模約為961.64GWh。

同時值得關注的是，隨著中國5G技術的快速發(fā)展，5G通信基站的建設為儲能帶來巨大的市場需求。據(jù)最新統(tǒng)計，三大運營商披露了數(shù)量可觀的5G建設計劃：中國移動2020年計劃建設30萬個5G基站；中國聯(lián)通計劃今年三季度力爭完成全國25萬基站建設。

預計，2020~2023年，5G基站帶來的備用電源儲能需求分別為7.6GWh、9.7GWh、10.8GWh和11.9GWh；如果“5G+調峰”實現(xiàn)，則會帶來能電池需求進一步大幅增長。

多省調整峰谷價差推動用戶側儲能發(fā)展

目前用戶側儲能利用峰谷電價差套利是較為成熟的應用模式，在低谷電價充電、在高峰時段放電，將電力需求轉移可以節(jié)省用戶電費，同時也避免了電網(wǎng)方面的投資。

據(jù)相關報道，當電價差達到0.6~0.7元/千瓦時以上，企業(yè)就可以通過儲能系統(tǒng)實現(xiàn)峰谷套利。為此，自2016年以來，國家多次出臺政策和文件要求完善分時電價，利用峰谷電價差、輔助服務補償?shù)仁袌龌瘷C制，促進儲能發(fā)展。

2020年11月25日，繼江蘇省之后，浙江、湖北和山東省也陸續(xù)調整2020-2022年輸配電價和銷售電價，提出拉大峰谷電價差，并鼓勵儲能應用。根據(jù)電價新規(guī)，湖北省單一制電價峰谷電價差達0.6116元/kWh以上，兩部制電價的峰谷電價差可達0.5096元/kWh以上；山東省單一制電價尖峰低谷電價差將高達0.7116元/kWh以上，高峰低谷電價差也有0.598元/kWh以上；浙江省峰谷電價差都在0.5元/kWh以上；江蘇省高峰低谷之間峰谷電價差在0.7486元/kWh以上，依然引領全國。

據(jù)鑫欏資訊了解，南都電源用戶側儲能項目的重心在江蘇，2018-2020年南都電源投資建設規(guī)模超800多兆瓦時的儲能電站項目。但南都電源仍因盈利不及預期而暫停了“投資+運營”的這種重資產模式，由此可見單單調整峰谷價差仍難以解決用戶側儲能投資大盈利周期長問題。

湖南租賃儲能，首試告捷

為解決儲能建設投資難題，國網(wǎng)湖南綜合能源有限公司（下稱“國網(wǎng)湖南綜合能源”）積極探索儲能商業(yè)化推廣“新出路”，于11月11日發(fā)布儲能設備租賃招標公告，正式拉開了新能源側儲能租賃“大幕”。

招標公告顯示，國網(wǎng)湖南綜合能源對規(guī)劃建設的湖南郴州韭菜坪22.5MW/45MWh、婁底九侖7.5MW/15MWh、永州螞蟥塘20MW/40MWh、邵陽磨石10MW/20MWh，合計60MW/120MWh新能源配套電化學儲能電站工程，向儲能企業(yè)租賃核心設備。租賃期限為10年，四個項目合計年租金最高限額3950萬元，10年累計租金3.95億元。

目前，國網(wǎng)湖南綜合能源已與多家儲能廠家、新能源開發(fā)商達成初步共識，按照公告要求，項目將于合同簽訂后60日內完成投運，預計并網(wǎng)測試時間為2021年2月。

如果租賃儲能方式能夠解決用戶側儲能盈利問題，那么未來國內用戶側儲能將或迎來爆發(fā)式增長。